Estrategia del hidrógeno verde de Canarias:
El Gobierno de Canarias a través de la Consejería para la Transición Ecológica, Lucha contra el Cambio Climático y Planificación Territorial ha desarrollado la Estrategia del hidrógeno verde de Canarias la cual establece el interés y las bases fundamentales en el uso de esta tecnología en el archipiélago:
Estrategia del hidrógeno verde de Canarias
Resumen:
La mayor parte de las medidas que se promueven para la transformación de los sistemas energéticos europeos en el contexto de la descarbonización de la economía se centran en el sector eléctrico dada la alta capacidad existente en estos territorios para la instalación de generadores renovables tales como parques eólicos, plantas fotovoltaicas y otras tecnologías que se usan, básicamente, para la generación de energía eléctrica. Sin embargo, ciertos subsectores como la movilidad o el calor no son menos importantes, razón por la que se ha intentado buscar soluciones que incluso pudieran conseguir metas inicialmente no alcanzadas por la energía eléctrica y lograr una transformación real del sector energético. En línea con lo comentado, se promueve el uso de combustibles renovables definiéndose como aquellas soluciones de la industria química que permiten la conversión de energía eléctrica producida mediante generadores renovables en una forma de combustible que recibiendo el apellido de “verde” posibilitara la expansión a otros usos finales de la energía no contemplados seriamente hasta la fecha. En esta industria química el hidrógeno juega un papel central con su condición de vector energético.
En un contexto energético en el cual cada vez tendrá más peso la producción de energías renovables de carácter gestionable, la energía excedentaria podría ser dedicada a la producción de hidrógeno mediante el uso de electrolizadores. Este hidrógeno podría ser directamente consumido en el sector de la movilidad (vehículos de más de 3.500 kg), reconvertido a energía térmica, re-electrificado mediante pilas de combustibles o motores y turbinas de gas (por lo cual al sistema se podría considerar como un sistema de almacenamiento e incluso podría proveer servicios complementarios de ajuste al sistema) y, en sus últimas fases, siendo elementos vitales para la descarbonización del sector del transporte marítimo interinsular con la producción de amoniaco o para el transporte aéreo interinsular con la producción de queroseno de síntesis. Si a todo lo comentado sumamos las aplicaciones de cogeneración (producción de electricidad y calor) el hidrógeno hace posible desde la perspectiva técnica el uso de energías renovables en todos los sectores.
Obviamente, no todas las aplicaciones son igual de económicas o favorables para Canarias. Dependiendo de cuanto de cerca se encuentra una solución tecnológica a su viabilidad técnica y económica, se puede trazar un escenario compuesto por distintas etapas de desarrollo. La aplicación más próxima a rentabilidad es la movilidad terrestre. Si bien es cierto que el vehículo eléctrico ya ofrece una solución interesante para el transporte terrestre con vehículos ligeros, para autobuses o camiones parece no ser la solución más adecuada desde el punto de vista operativo (tiempos de carga y tamaños de las baterías). El precio del hidrógeno estaría comprendido entre los 3,5 y los 7 €/kgH2 en el caso de que el diésel que sustituya se pagara a valores de entre 0,5 – 0,95 €/l. Es importante tener en cuenta que por la propia estrategia de descarbonización de Canarias se podría pedir a un precio ligeramente superior al que actualmente se paga por el diésel ya que no contamina y, posiblemente, las empresas de transporte puedan ser penalizadas por el uso de vehículos no libres de emisiones (por ejemplo, existen zonas de cero emisiones en las que no pueden entrar vehículos contaminantes). Según el estudio realizado, para alcanzar los precios de venta de hidrógeno comprendidos entre 3,5 - 7 €/kgH2 la energía eléctrica con las que se suministre a los electrolizadores debería tener un precio comprendido entre los 25-70 €/MWh. Por ello, se concluye que esta solución tecnológica podría ser viable ya en el caso de que el combustible sustituido tenga un valor de 0,95 €/litro, pero aún no sería rentable si se sustituye diésel a 0,5 €/litro.
La segunda opción tecnológica más próxima a rentabilidad económica es la re-electrificación. Presenta sobre todo interés algunos casos en los cuales el suministro está totalmente aislado de la red pública y se necesita del uso de grupos diésel para el abastecimiento eléctrico. Estos casos se suelen dar especialmente en sitios próximos o inmersos en Espacios Naturales Protegidos siendo ésta una de las razones por las que no se lleva a cabo la conexión eléctrica. La producción de los parques eólicos y plantas fotovoltaicas podría ser almacenada y transportada en forma de hidrógeno. En esas regiones aisladas el hidrógeno se usaría para operar pilas de combustible o motores/turbinas de gas (disponibles incluso con fabricantes españoles) sin que ello suponga un cambio drástico en la gestión de estos emplazamientos.
La tercera opción sería muy similar a la segunda dado que también se trata de una re-electrificación, si bien en este caso se destinaría a grandes consumidores que pudieran usar el hidrógeno en aplicaciones estacionarias incluso si existe una red de abastecimiento eléctrico pública a la que pudiera asociarse. Naturalmente, interesan principalmente consumidores que tengan demandas eléctricas y de calor a baja o media temperatura (inferior a 90 ⁰C). Los estudios realizados en la estrategia demuestran que si la pila de combustible sólo se usa para proveer energía eléctrica, el precio de venta del hidrógeno estaría entre 1,2 – 1,3 €/kgH2. Sin embargo, si también se utiliza para calor, adquiriría mayor valor situándose entre 2,6 – 2,9 €/kgH2, precio semejante al que se obtendría para funciones sólo de re-electrificación en emplazamientos aislados. Para conseguir estos precios del hidrógeno no se debería superar los 10 - 20 €/MWh en la energía con la que se abastece el electrolizador. Esta situación es como consecuencia del precio actual de la electricidad en el mercado eléctrico ya que estos grandes consumidores son capaces de comprar la electricidad a 70 €/MWh aun cuando generarla supone entre 120 - 150 €/MWh (según sistema eléctrico). En cualquier caso, con el encarecimiento de los precios de la electricidad producidos desde mediados del año 2021, ha mejorado la situación económica desde la perspectiva de la integración de este tipo de tecnologías ya que las mismas cifras de paridad respecto a la forma de energía que sustituye se alcanza con un precio de la electricidad de 25 €/MWh.
Conviene comentar en este punto que la re-electrificación puede utilizarse como método de almacenamiento energético, usándose pilas de combustible y motores de hidrógeno para dar servicios energéticos y de potencia en el sistema. El análisis evalúa distintas circunstancias en cuanto a precio de la energía eléctrica, observándose que el coste del hidrógeno pasaría de entre 0,7 – 2,8 €/kgH2 en función de si la electricidad tiene un precio de 60 – 150 €/MWh.
El sector de la movilidad marítima también abre nuevas oportunidades de desarrollo para el uso del hidrógeno. Las posibilidades de licuar el hidrógeno para reducir el espacio ocupado pasan por alcanzar temperaturas de -253 ⁰C con las dificultades que ello supone. Una alternativa que tendría mayor sentido es la síntesis de otros combustibles que pudieran pasar a fase líquida con menor coste. Para el sector marítimo el principal candidato es el amoniaco (NH3). Esta podría ser la quinta opción tecnológica en la realidad de Canarias. Aun poniéndose el foco en los sectores más económicamente atractivos, se puede ir llevando a cabo algún ensayo con el hidrógeno anualmente sobrante para la producción de amoniaco que pudiera ser destinado a su uso como fertilizante. A medida que se adquiera experiencia, podría ir dándose mayores pasos incrementando la cantidad de amoniaco producida hasta suministrar el transporte marítimo interinsular al completo. En la práctica, por cada tonelada de fuel se necesita 2,4 tNH3. Por otra parte, por su relación másica, aproximadamente el 70% del coste es definido por la producción de hidrógeno, estimándose que el precio del H2 se encontraría entre 0,4 y 1,2 €/kgH2 cuando el fuel sustituido se sitúa entre 0,3 y 0,7 €/kg.
Como última opción viable desde la perspectiva técnica se podría considerar la producción de hidrógeno para posteriormente obtener combustibles líquidos y, en concreto, keroseno sintético a través del proceso Fisher & Tropsch. Ésta sería la última alternativa porque en sí es la más compleja. En cualquier caso, es tan compleja como necesaria como se ha discutido a lo largo de este documento, existiendo un importante nicho de mercado en el archipiélago a través del suministro a aeropuertos canarios.
Alineado con el resto de estrategias energéticas desarrolladas por el Gobierno de Canarias hasta la fecha y el Plan de Transición Energética de Canarias (PTECan) se conoce no sólo las potencias renovables previstas a instalar por tecnologías en cada isla desde 2021 hasta 2040 para alcanzar el objetivo de descarbonización sino que incluso se han estimado sus ubicaciones previsibles (las restricciones técnicas, medioambientes y de uso del suelo acotan la ubicación prevista). En este marco, la estrategia canaria del hidrógeno verde propone la instalación de una serie de centros de producción de hidrógeno verde, principalmente en polígonos industriales. Se asumen como fuentes de suministro eléctrico único la generación renovable producida por parques eólicos y plantas fotovoltaicas, aprovechándose los electrolizadores como elementos no-críticos potencialmente diferibles del sistema con posibilidad para la aplicación de Gestión de Demanda. El caso ideal sería aquel en el cual la generación renovable vinculada a la producción de hidrógeno estaría conectada aguas abajo de la misma subestación eléctrica haciendo que la gestión se efectúe en el mismo punto de suministro. Los parques eólicos y plantas fotovoltaicas a las que se asocien los electrolizadores deberían localizarse preferentemente en el mismo sistema eléctrico insular. La razón es que en Canarias no sólo se busca que el H2 sirva de vector energético para sustituir combustibles fósiles en el sector del transporte, sino explotar las posibilidades de utilización de tecnologías del H2 como carga gestionable y solución de almacenamiento energético, que contribuya al balanceo de los pequeños sistemas eléctricos insulares en escenarios de creciente penetración de EERR no-gestionable. No obstante, dicha situación no será siempre posible y habría que estudiar la posibilidad de recurrir a contratos bilaterales (PPA – Power Purchase Agreement) con trazabilidad para asegurar el origen renovable de la energía eléctrica suministrada al sistema de producción y almacenamiento de H2. El objetivo sería evitar retrasos asociados a la tramitación de proyectos de sistemas de EERR vinculados a la producción de H2. Pero en cualquier caso sería una medida transitoria, sobre todo en la primera fase de desarrollo del mercado de H2 en el archipiélago, que facilitaría la promoción de proyectos de plantas de producción de H2 destinadas únicamente a la producción de H2 como combustible de automoción.
La estrategia del hidrógeno verde de Canarias propone un plan tan ambicioso como necesario para cumplir con el mandato del DEC. Determinadas actuaciones como la descarbonización del transporte marítimo y aéreo interinsular podrían retrasarse implementándose las medidas en el horizonte temporal comprendido entre los años 2030 – 2040. No obstante, al menos se debería tratar de cumplir con el objetivo estipulado para el sector del transporte terrestre, subsector en el cual se ha demostrado la cercanía respecto a la paridad de coste. Si al menos se alcanzara ese objetivo, la potencia de electrolizadores en el año 2030 ya no sería de 204 MW, pero ascendería hasta los 71,2 MW.
